O que aconteceu: aprovada na diretoria de 8 de setembro, a CP 033/2026 atualiza o Módulo 3 do PRODIST e cria a categoria dos recursos energéticos distribuídos. Contribuições até 9 de novembro. Na mesma reunião, a agência revisou a agenda regulatória admitindo que tem mais demanda do que equipe, e o tema entrou como prioridade.

Como funciona, em português: hoje a regra de conexão olha para a tecnologia: microgeração é uma coisa, minigeração é outra, estação de recarga é outra, bateria não tem casa definida. A proposta troca o critério pelo comportamento na rede: se injeta, se absorve, se aceita ordem de fora. Traduzindo os três palavrões da minuta: observabilidade é enxergar em tempo real o que o ativo faz. Operabilidade é conseguir mandar um comando. Controlabilidade é o equipamento obedecer. E vem com análise de impacto sobre o parque já instalado: a discussão não é só sobre o que você vai conectar em 2027.

Por que importa? Três coisas mudam de lugar ao mesmo tempo. A primeira é o custo: inversor com canal de comunicação e resposta a comando remoto não é o mais barato da sua tabela, e essa diferença cai no orçamento de um cliente que já compara três propostas. A segunda é o pedido de acesso, que ganha requisito técnico novo justo quando a recusa por inversão de fluxo já é o maior gargalo comercial da GD. A terceira quase ninguém está discutindo: se o sistema que você comprou ou vendeu pode ser reduzido remotamente numa hora de sobra, a geração estimada na sua proposta passa a depender de uma decisão que não é sua nem do cliente. E quem responde pela expectativa frustrada é você.

Do outro lado: a distribuidora tem um problema de verdade. São quase 4 milhões de sistemas numa rede desenhada para a energia descer, e ela enxerga muito pouco disso em tempo real. A Austrália resolveu na marra, exigindo que todo sistema novo aceite desligamento remoto em emergência. A Califórnia padronizou o inversor inteligente antes de exigir o comando. O Brasil chega com uma década de atraso e muito mais equipamento no telhado.

Minha leitura: a consulta não é o problema, a ausência de contrapartida é. Se a distribuidora ganha o direito de comandar um ativo privado, o dono precisa ganhar algo em troca: prioridade na fila de acesso ou remuneração por flexibilidade. Do jeito que está, o consumidor compra o inversor mais caro, aceita o comando e continua na mesma fila. E o recado sem diplomacia: você tem até 9 de novembro para contribuir. Quem não escreve agora vai passar 2027 reclamando de uma regra que ajudou a escrever com o silêncio. 🙂

Os cortes de geração de eólicas e solares subiram 31% em agosto, com 5,26 milhões de MWh perdidos só no mês e 67,7 milhões acumulados. Na segunda, a conta de quem paga por isso foi decidida, e não a favor do gerador.

O que aconteceu: a Justiça negou a compensação integral pedida por ABSOLAR e ABeeólica, com o argumento de que mudar a regra de ressarcimento de forma repentina imporia mais de R$ 200 milhões de custo ao consumidor. É o segundo round de uma disputa que já teve decisão favorável aos geradores e suspensão no STJ.

Como funciona, em português: existem dois tipos de corte e eles não são a mesma coisa. O corte por razão elétrica é problema de fio: a energia existe, mas não tem por onde passar, e tem previsão de ressarcimento. O corte por razão energética é problema de sobra: tem energia demais para pouca carga naquela hora, e aí a usina fica disponível, com sol ou vento na cara, e o ONS manda reduzir. Esse segundo tipo saltou de 1.706 para 2.837 MW médios em um ano, alta de 66,3%, e já responde por 14,4% de toda a geração possível dessas usinas, contra 9% no ano passado. O problema mudou de natureza: era gargalo de rede, virou excesso de oferta no meio do dia.

Por que importa? O preço que o seu cliente vê no mercado livre nasce dessa conta. Usina que não sabe quanto vai conseguir entregar precifica risco no contrato, e quem paga esse risco é quem compra energia. Para o comercializador, muda a leitura de lastro e de garantia física. Para quem estrutura projeto, muda o custo de capital: banco não financia receita que depende de uma ordem do operador. E tem o efeito que quase ninguém no varejo está acompanhando: quando a redução na geração centralizada não resolve, o plano de gestão de excedentes prevê restrição também no que está conectado na distribuição. A fila do corte tem uma segunda posição, e ela é a GD.

Do outro lado: o argumento da decisão não é bobagem. Ressarcir integralmente jogaria uma conta relevante no consumidor cativo, que não escolheu nada disso, e existe uma leitura defensável de que quem construiu usina onde já se sabia do gargalo de escoamento assumiu parte desse risco. O contraponto honesto é que o corte por razão energética não tem nada a ver com escolha de local: ele acontece porque o país instalou muita geração no mesmo horário e pouca capacidade de guardar.

Minha leitura: a decisão é tecnicamente defensável e comercialmente devastadora. O resultado prático é que o risco de sobra de energia ficou inteiro no colo de quem investiu em geração, e ninguém constrói usina nova para vender energia que talvez não possa entregar. É por isso que o assunto bateria parou de ser moda e virou plano de sobrevivência. Guardar deixou de ser sofisticação de projeto e virou a única forma de não perder.

Das sete empresas credenciadas pelo BNDES para fornecer bateria no leilão de conteúdo nacional de dezembro, quatro são chinesas. A palavra nacional, aqui, precisa de uma nota de rodapé.

O que aconteceu: entraram as brasileiras WEG, Moura e You.On e as chinesas TBEA, Gotion, Trina e BYD. Na mesma semana, a Moura anunciou aliança com a CATL para disputar o certame, e o banco também credenciou Moura e Automa no desenvolvimento de software e firmware. O credenciamento segue aberto, então a lista ainda cresce.

Como funciona, em português: o desenho vem da Portaria Normativa MME 136/2026, que dividiu o leilão em dois. No dia 2 de dezembro vai a modalidade com exigência de nacionalização, chamada de Produto A, e no dia 4 vai a aberta a qualquer projeto. Para entrar na primeira, a empresa precisa se credenciar no Sistema CFI do BNDES, o mesmo usado no Finame. E aqui está o detalhe que quase todo mundo lê errado: o banco analisa empresa e produto em separado. Credenciar a empresa não credencia a bateria, e credenciar a bateria não significa financiamento aprovado. Nacionalização também não quer dizer fabricar tudo aqui: existem rotas distintas de cumprimento, e montar sistema com célula importada é uma delas. Quem vencer o Produto A tem até 7 de maio de 2027 para entregar o certificado, e sem o documento não assina contrato.

Por que importa? É agora que a cadeia brasileira de armazenamento está sendo desenhada, e ela está nascendo com capital e tecnologia chineses dentro. Isso muda o cálculo de quem vai vender BESS no varejo em 2028: preço, prazo de entrega, garantia e assistência técnica vão depender de arranjos societários que estão sendo assinados neste mês. Para o empresário de energia que hoje compra rack pronto, a diferença entre um fornecedor com estrutura local e outro que só tem CNPJ de importação vai aparecer no primeiro atendimento de garantia. Para o comercializador, o conteúdo local define quem consegue preço de leilão e quem não consegue.

Do outro lado: tem coisa real acontecendo. A WEG colocou R$ 280 milhões numa fábrica em Santa Catarina para atender esse mercado, e a exigência de conteúdo local foi justamente o que trouxe fabricante estrangeiro para conversar sobre produzir aqui. Foi assim que a Índia e o México começaram: montagem primeiro, cadeia depois, ou nunca.

Minha leitura: eu ando nessas fábricas todo ano, então vou ser direto. CNPJ brasileiro não é cadeia brasileira. Montar rack aqui com célula de lá é industrialização de última milha, e está tudo bem, é assim que começa. O que não dá é vender isso como soberania industrial num release. E fique de olho no prazo de 7 de maio de 2027, porque é ali, e não no leilão de dezembro, que os projetos mal amarrados vão cair.

O índice de modulação da Dcide apontou desconto de até R$ 54 por MWh na energia solar em agosto. É o valor que some do contrato antes de qualquer negociação.

O que aconteceu: segundo o levantamento divulgado na semana passada, os descontos caíram de magnitude nos quatro submercados na comparação com julho, mas a solar segue sendo a fonte penalizada, enquanto hidrelétrica e eólica capturam prêmio. No mesmo período, a CCEE projetou PLD médio de R$ 156 por MWh para setembro.

Como funciona, em português: são quatro nomes numa frase só. Vale destravar.

A Dcide é uma casa de referência de preços, de 2011, que recolhe as curvas de compra e venda das grandes empresas do setor e publica o consenso. É de onde sai o número que gerador e comercializador usam para saber se a proposta está dentro do mercado. Ela também é parceira da CCEE na curva de preços futuros.

O PLD é o preço de liquidação das diferenças: o valor da energia no curtíssimo prazo, calculado hora a hora, e é o que paga quem não tem contrato. Submercado é a região onde esse preço é apurado: o país tem quatro (Sudeste com Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte), cada um com o seu.

Modulação é a diferença entre a hora em que a usina gera e a hora em que a energia vale caro. O contrato é fechado num preço médio, mas a liquidação é hora a hora. A solar despeja tudo no meio do dia, quando o sistema está cheio e o preço horário está no chão, e o comprador já desconta essa diferença. Quando a fonte gera na hora cara, como a hidrelétrica, que guarda água e escolhe o momento, acontece o contrário: ela recebe prêmio. A solar não perde volume, perde valor por MWh.

Por que importa? É isso que explica a proposta que o seu cliente recebeu e você não soube justificar na reunião: quando o comercializador oferece solar com desconto menor do que o esperado, não é ganância, é a curva. Para quem opera GD remota ou vende cota de fazenda solar, a modulação corrói a receita sem aparecer em nenhuma linha do contrato. E para quem vende migração, é o argumento que falta: cliente que consome de dia compra mais barato que o vizinho que consome à noite.

Do outro lado: o desconto aliviou em agosto nos quatro submercados, e vai ter quem diga que passou. Mas alívio de um mês depende de hidrologia e temperatura, não de estrutura: a cada GW de solar novo, o descasamento aumenta.

Minha leitura: a modulação é o curtailment que não aparece no gráfico do ONS, porque aqui a usina gera, entrega tudo e mesmo assim recebe menos. Quem move energia no tempo, com bateria ou com contrato bem modulado, para de vender commodity e passa a vender hora certa. E hora certa é a única coisa no setor elétrico que está ficando mais cara.

O Brasil chegou a 950.183 eletrificados leves em circulação até agosto, com 57.386 emplacamentos no mês e recorde de 27.166 elétricos puros. Faltam 49.817 unidades para o primeiro milhão, marca que a ABVE espera cruzar ainda em setembro.

O que aconteceu: foi o segundo mês seguido acima de 50 mil unidades e um recorde da série. No acumulado de janeiro a agosto, foram 328.477 veículos, alta de 160,5% sobre o mesmo período do ano passado, volume que já supera em 47% todas as vendas de 2025. Em agosto, 22 de cada 100 carros leves vendidos no país foram eletrificados. A série histórica começou em 2012 com 117 unidades no ano inteiro.

Como funciona, em português: eletrificado, na conta da ABVE, é gênero e não espécie. Entram os 100% elétricos, os híbridos plug-in, que recarregam na tomada, e os híbridos comuns a gasolina e flex, que têm tração elétrica mas nunca são ligados na parede. Ficam de fora os micro-híbridos. Isso importa muito para quem vende energia, porque só uma parte dessa frota puxa carga da rede. O carro elétrico puro é o que muda a conta de luz da casa, e ele foi 27 mil unidades em agosto, não 57 mil. Confundir os dois é a forma mais rápida de dimensionar errado uma proposta.

Por que importa? Cada elétrico puro ou plug-in que entra numa residência é uma carga nova de 7 a 11 kW que chega sem avisar a distribuidora e quase sempre à noite, quando a geração solar do telhado já acabou. Para o integrador, isso redefine dimensionamento: sistema calculado pelo histórico de consumo fica pequeno seis meses depois da compra do carro. Para o comercializador, é demanda nova em horário caro, o que empurra a conversa para tarifa horária e para armazenamento. E para quem pensa em eletroposto, é o número que finalmente sustenta plano de negócio fora dos grandes centros.

Do outro lado: o número do milhão é mais modesto do que parece na manchete, porque a maior fatia é de híbrido sem plugue, que não consome um kWh da rede. Quem vender bateria dizendo que o país tem um milhão de carros para recarregar está usando o dado errado. O número relevante é o de BEV e PHEV, e ele cresce rápido, mas é bem menor.

Minha leitura: o milhão é marco de comunicação, não de infraestrutura. O que realmente muda o seu jogo é a taxa de elétricos puros dentro desse total, que vem subindo mês a mês e já bate recorde. Quem vende solar hoje sem perguntar se a casa tem ou vai ter carro na tomada está dimensionando para o passado e vai perder a segunda venda, que é a mais barata de fazer.

R$ 34 bilhões é o que o BNDES estima ter em linhas incentivadas para os projetos que saírem do primeiro leilão de baterias do país, em dezembro.

O que aconteceu: o banco detalhou as condições na semana passada e afirmou que o volume não deve dar conta da demanda, porque há clientes estruturando portfólios de bilhões de reais. Na mesma semana, a McKinsey projetou que o Brasil pode atrair entre R$ 5 e R$ 7 bilhões por ano em armazenamento, puxados por sol abundante, tarifa cara e abertura do mercado livre.

Como funciona, em português: o dinheiro barato vem do Fundo Clima, que tem uma trava relevante: o limite é de R$ 1 bilhão por grupo econômico a cada 12 meses. Ou seja, o teto não é o tamanho do bolso do banco, é o tamanho da fatia que cada empresa pode tirar dele. Quem tiver portfólio grande vai precisar montar o que o mercado chama de blend, combinando recurso incentivado com debênture, capital de mercado e organismo multilateral. Há ainda a linha de inovação, que trabalha com composição de cerca de metade incentivada e metade a preço de mercado. O sistema de armazenamento só entra como equipamento financiável se cumprir os critérios de nacionalização e fornecimento local, o que amarra o crédito à mesma regra de conteúdo que define quem pode disputar o Produto A.

Por que importa? Define quem vai conseguir executar o que arrematar em dezembro. Projeto de armazenamento é intensivo em capital e a receita é contratada por 15 anos, o que é bom para banco, mas o gargalo passou a ser estrutura financeira e não apetite. Na prática, grupo grande com acesso a mercado de capitais leva vantagem sobre o competidor que só tem a linha incentivada, e isso tende a concentrar o resultado do leilão.

Minha leitura: esse é o número que separa a intenção da execução. Tem muito anúncio de gigawatt circulando e pouca gente falando de como paga. Se o preço-teto sair apertado no edital de outubro, a conta só fecha para quem tem funding diversificado, e a fila de projetos anunciados vai encolher rápido entre dezembro e maio.

Energia sem release requentado. Toda terça, o que aconteceu no setor e, principalmente, o que fazer com isso antes do concorrente. A leitura de quem está na trincheira, não na arquibancada.

BESS, mobilidade elétrica, mercado livre, regulação, dados e COMEX, na língua de quem opera: empresário, integrador, comercializador e profissional de energia. Com opinião de quem visita fábrica na China e fecha negócio no Brasil.

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até semana que vem!